RU2791229C2 - Installation for regasification of liquefied natural gas with production of liquefied hydrocarbon gases - Google Patents
Installation for regasification of liquefied natural gas with production of liquefied hydrocarbon gases Download PDFInfo
- Publication number
- RU2791229C2 RU2791229C2 RU2021109519A RU2021109519A RU2791229C2 RU 2791229 C2 RU2791229 C2 RU 2791229C2 RU 2021109519 A RU2021109519 A RU 2021109519A RU 2021109519 A RU2021109519 A RU 2021109519A RU 2791229 C2 RU2791229 C2 RU 2791229C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- demethanizer
- expander
- column
- installation
- lng
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к оборудованию для разгазирования сжиженного природного газа (СПГ) с получением сжиженных углеводородных газов (СУГ) и может быть использовано в газовой промышленности.The invention relates to equipment for the degassing of liquefied natural gas (LNG) to produce liquefied hydrocarbon gases (LHG) and can be used in the gas industry.
Известен способ регазификации жидкости и установка для регазификации жидкости [RU 2691863, опубл. 18.06.2019 г., МПК F17C 9/02], осуществляемый на установке, включающей емкость теплообменник-подогреватель, насос, дроссельный канал, в котором реализуют критическое истечение с образованием двухфазного парожидкостного потока, и теплообменник-испаритель.A known method of liquid regasification and installation for liquid regasification [RU 2691863, publ. 06/18/2019, IPC F17C 9/02], carried out on a plant that includes a heat exchanger-heater tank, a pump, a throttle channel in which a critical outflow is implemented with the formation of a two-phase vapor-liquid flow, and a heat exchanger-evaporator.
Недостатками известных способа и установки являются невозможность выделения этановой фракции и сжиженных углеводородных газов в процессе регазификации СПГ.The disadvantages of the known method and installation are the impossibility of separating the ethane fraction and liquefied hydrocarbon gases in the process of LNG regasification.
Наиболее близки по технической сущности к предлагаемому изобретению установка для регазификации сжиженного природного газа и способ ее осуществления [ЕА 200501876, опубл. 28.04.2006 г., МПК F25J 3/00, F17C 9/02, F17C 7/143], при этом один из вариантов установки включает насос среднего давления, соединенный линией подачи первой части СПГ с деметанизатором, соединенным линией подачи деметанизированного конденсата с деэтанизатором, который оснащен линиями вывода этановой фракции и сжиженных углеводородных газов, и оборудован дефлегматором, расположенным на линии подачи второй части СПГ, оснащенной насосом высокого давления, нагревателем, соединенным с внешним источником тепла, и детандером детандер-компрессорного агрегата, соединенным с деметанизатором, который оснащен линией вывода деэтанизированного газа с установленным компрессором детандер-компрессорного агрегата, при этом деметанизатор и деэтанизатор оборудованы нагревателями низа.The closest in technical essence to the present invention is an installation for regasification of liquefied natural gas and a method for its implementation [EA 200501876, publ. 04/28/2006, IPC F25J 3/00, F17C 9/02, F17C 7/143], while one of the installation options includes a medium pressure pump connected by a supply line of the first part of the LNG to a demethanizer connected by a supply line of demethanized condensate to a deethanizer , which is equipped with lines for the output of ethane fraction and liquefied hydrocarbon gases, and is equipped with a dephlegmator located on the supply line of the second part of the LNG, equipped with a high pressure pump, a heater connected to an external heat source, and an expander of the expander-compressor unit connected to a demethanizer, which is equipped with a deethanized gas outlet line with an installed compressor of the expander-compressor unit, while the demethanizer and deethanizer are equipped with bottom heaters.
Недостатком данных способа и установки является низкий выход этановой фракции из-за относительно высокой температуры деэтанизированного природного газа, выводимого из деметанизатора, вследствие отсутствия в нем устройств для охлаждения верха.The disadvantage of these method and installation is the low yield of the ethane fraction due to the relatively high temperature of the deethanized natural gas discharged from the demethanizer, due to the absence of devices for cooling the top.
Задача изобретения - увеличение выхода этановой фракции.The objective of the invention is to increase the yield of the ethane fraction.
Техническим результатом является увеличение выхода этановой фракции путем оборудования деметанизатора дефлегматором, охлаждаемым частью СПГ, вследствие снижения за счет этого температуры деэтанизированного природного газа, выводимого из деметанизатора. The technical result is to increase the yield of the ethane fraction by equipping the demethanizer with a reflux condenser cooled by a part of the LNG, due to the reduction due to this temperature deethanized natural gas output from the demethanizer.
Технический результат достигается тем, что в известной установке, включающей насос среднего давления, соединенный линией подачи первой части СПГ с деметанизатором, соединенным линией подачи деметанизированного конденсата с деэтанизатором, который оснащен линиями вывода этановой фракции и сжиженных углеводородных газов, и оборудован дефлегматором, расположенным на линии подачи второй части СПГ, оснащенной насосом высокого давления, нагревателем, соединенным с внешним источником тепла, и детандером детандер-компрессорного агрегата, соединенным с деметанизатором, который оснащен линией вывода деэтанизированного газа с установленным компрессором детандер-компрессорного агрегата, при этом деметанизатор и деэтанизатор оборудованы нагревателями низа, особенностью является то, что деметанизатор оборудован дефлегматором, расположенным на линии подачи второй части СПГ между насосом высокого давления и дефлегматором деэтанизатора.The technical result is achieved by the fact that in a well-known installation, including a medium pressure pump connected by a supply line of the first part of the LNG to a demethanizer, connected by a supply line of demethanized condensate to a deethanizer, which is equipped with output lines for the ethane fraction and liquefied hydrocarbon gases, and is equipped with a dephlegmator located on the line supply of the second part of the LNG, equipped with a high pressure pump, a heater connected to an external heat source, and an expander of the expander-compressor unit connected to the demethanizer, which is equipped with a deethanized gas outlet line with an installed compressor of the expander-compressor unit, while the demethanizer and deethanizer are equipped with heaters bottom, the feature is that the demethanizer is equipped with a reflux condenser located on the LNG second part supply line between the high pressure pump and the reflux condenser of the deethanizer.
Вторая часть СПГ после насоса высокого давления может подаваться в дефлегматоры как последовательно, так и параллельно. The second part of the LNG after the high pressure pump can be fed into the dephlegmators both in series and in parallel.
В качестве СУГ могут быть получены, например, широкая фракция легких углеводородов или пропан-бутан автомобильный. В качестве деметанизатора и деэтанизатора используют фракционирующие колонны. В качестве внешнего источника тепла могут быть, например, системы охлаждения когенерационной теплоэлектростанции, которая соединена с нагревателем линиями ввода/вывода промежуточного теплоносителя. Возможна также непосредственная подача второй части СПГ после дефлегматора деэтанизатора в охлаждающие устройства внешнего источника тепла. Детандер соединен с компрессором (и может быть соединен с насосами) посредством механических, гидравлических, электрических или магнитных систем. В качестве остальных элементов установки могут быть размещены любые устройства соответствующего назначения, известные из уровня техники. As LPG, for example, a wide fraction of light hydrocarbons or automobile propane-butane can be obtained. Fractionation columns are used as demethanizer and deethanizer. An external heat source can be, for example, the cooling systems of a cogeneration thermal power plant, which is connected to the heater by lines of input/output of the intermediate heat carrier. It is also possible to directly supply the second part of the LNG after the dephlegmator of the deethanizer to the cooling devices of an external heat source. The expander is connected to the compressor (and can be connected to pumps) through mechanical, hydraulic, electrical or magnetic systems. As other elements of the installation, any devices of the appropriate purpose, known from the prior art, can be placed.
Увеличение выхода этановой фракции достигается путем оборудования деметанизатора дефлегматором, охлаждаемым второй частью СПГ вследствие снижения за счет этого температуры деэтанизированного природного газа, выводимого из деметанизатора, и более полной конденсации этана.An increase in the yield of the ethane fraction is achieved by equipping the demethanizer with a dephlegmator cooled by the second part of the LNG due to the reduction due to this temperature deethanized natural gas output from the demethanizer, and a more complete condensation of ethane.
Предлагаемая установка (показана на чертеже) включает насосы 1 и 2, колонны 3 (деметанизатор) и 4 (деэтанизатор) с нагревателями низа, нагреватель 5 с внешним источником тепла 6, и детандер-компрессорный агрегат 7. Соединение детандера с компрессором в агрегате 7 и возможное соединение детандера с насосами 1 и 2 показано штрих-пунктиром.The proposed installation (shown in the drawing) includes
При работе установки СПГ, подаваемый по линии 8 насосом 1, разделяют на две части, первую из которых направляют в колонну 3, а вторую, подаваемую по линии 9 насосом 2, нагревают в колоннах 3 и 4, нагревателе 5 с помощью промежуточного циркулирующего теплоносителя, подаваемого из источника 6, редуцируют в детандере агрегата 7 и по линии 10 подают в колонну 3 в качестве парового орошения. С верха колонны 3 по линии 11 выводят деэтанизированный природный газ, сжимают его в компрессоре агрегата 7 и по линии 12 направляют в газопровод. С низа колонны 3 по линии 13 этансодержащий конденсат, направляют в колонну 4, где разделяют на этановую фракцию, выводимую по линии 14, и СУГ, выводимые по линии 15.During operation of the plant, LNG supplied via
Работоспособность установки подтверждается примером: 101,3 т/час СПГ, содержащего, %об.: метан 88,2; этан 5,2; азот 0,7; углеводороды С3+ остальное с температурой минус 155,5°С насосом 1 сжимают до 3,0 МПа и разделяют на две части, 50,6 т/час направляют в колонну 3, а вторую часть, сжатую насосом 2 до 17,0 МПа, нагревают до 191°С в колоннах 3, 4, а также в нагревателе 5 жидким циркулирующим теплоносителем, нагреваемым в системах охлаждения когенерационной теплоэлектростанции 6, редуцируют в детандере агрегата 7 до 3,0 МПа и подают в колонну 3. С верха колонны 3 при минус 94,9°С выводят 105,8 тыс. нм3/час деэтанизированного природного газа, сжимают его в компрессоре агрегата 7 до 10,0 МПа и направляют в газопровод. С низа колонны 3 25,0 т/час этансодержащего конденсата направляют в колонну 4, где разделяют на 6,0 т/час этановой фракции и 19,0 т/час пропана-бутана автомобильного в качестве СУГ.The operability of the installation is confirmed by the example: 101.3 t/h LNG containing, % vol.: methane 88.2; ethane 5.2; nitrogen 0.7; hydrocarbons C 3+ the rest with a temperature of minus 155.5 ° C is compressed by pump 1 to 3.0 MPa and divided into two parts, 50.6 t / h is sent to
В условиях примера на установке, описанной в прототипе, деэтанизированный природный газ выводят при минус 92,7°С и получают 5,7 т/час этановой фракции и 18,9 т/час СУГ.Under the conditions of the example in the installation described in the prototype, deethanized natural gas is removed at minus 92.7°C and 5.7 t/h of the ethane fraction and 18.9 t/h of LPG are obtained.
Таким образом предлагаемая установка позволяет увеличить выход этановой фракции и может быть использована в промышленности.Thus, the proposed installation allows to increase the yield of the ethane fraction and can be used in industry.
Claims (1)
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2021109519A RU2021109519A (en) | 2022-10-07 |
RU2791229C2 true RU2791229C2 (en) | 2023-03-06 |
Family
ID=
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2581088A (en) * | 1947-11-03 | 1952-01-01 | Standard Oil Dev Co | Fractionation of gaseous mixtures |
RU2225971C1 (en) * | 2003-03-03 | 2004-03-20 | Ооо "Ниихиммаш" | Process of separation of accompanying oil gas |
WO2005035692A2 (en) * | 2003-09-30 | 2005-04-21 | Ortloff Engineers, Ltd | Liquefied natural gas processing |
EA200501876A1 (en) * | 2003-06-05 | 2006-04-28 | Флуор Корпорейшн | INSTALLATION FOR REGASIFICATION OF LIQUEFIED NATURAL GAS AND METHOD OF ITS IMPLEMENTATION |
RU2614947C1 (en) * | 2016-05-11 | 2017-03-31 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method for natural gas processing with c2+ recovery and plant for its implementation |
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2581088A (en) * | 1947-11-03 | 1952-01-01 | Standard Oil Dev Co | Fractionation of gaseous mixtures |
RU2225971C1 (en) * | 2003-03-03 | 2004-03-20 | Ооо "Ниихиммаш" | Process of separation of accompanying oil gas |
EA200501876A1 (en) * | 2003-06-05 | 2006-04-28 | Флуор Корпорейшн | INSTALLATION FOR REGASIFICATION OF LIQUEFIED NATURAL GAS AND METHOD OF ITS IMPLEMENTATION |
WO2005035692A2 (en) * | 2003-09-30 | 2005-04-21 | Ortloff Engineers, Ltd | Liquefied natural gas processing |
RU2614947C1 (en) * | 2016-05-11 | 2017-03-31 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method for natural gas processing with c2+ recovery and plant for its implementation |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2531499C (en) | Cryogenic process for the recovery of natural gas liquids from liquid natural gas | |
KR101407771B1 (en) | Liquefied natural gas processing | |
US4272270A (en) | Cryogenic recovery of liquid hydrocarbons from hydrogen-rich | |
US4356014A (en) | Cryogenic recovery of liquids from refinery off-gases | |
CN105531552B (en) | Hydrocarbon gas processing | |
CA1097564A (en) | Process for the recovery of ethane and heavier hydrocarbon components from methane-rich gases | |
RU2382301C1 (en) | Unit for low-temperature separation of hydrocarbon gas | |
EA022672B1 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
NO328700B1 (en) | Cryogenic process using a high pressure absorber column | |
EA011918B1 (en) | Integrated plant of lng regasification and splitter of flue gas components | |
EP1668096A2 (en) | Liquefied natural gas processing | |
US11268757B2 (en) | Methods for providing refrigeration in natural gas liquids recovery plants | |
RU2721347C1 (en) | Plant for reduction of natural gas and production of gas motor fuel | |
RU2673970C1 (en) | Installation for reducing natural gas and receiving gas-motor fuels (options) | |
US11408678B2 (en) | Method and apparatus for separating hydrocarbons | |
RU2734237C1 (en) | Apparatus for complex gas treatment by low-temperature condensation | |
RU2732998C1 (en) | Low-temperature fractionation unit for complex gas treatment with production of liquefied natural gas | |
RU2738815C2 (en) | Processing of hydrocarbon gas | |
US20190049176A1 (en) | Methods for providing refrigeration in natural gas liquids recovery plants | |
RU2724739C1 (en) | Low-temperature condensation unit | |
RU2688533C1 (en) | Ltdr plant for integrated gas preparation and production of lng and its operation method | |
RU2658010C2 (en) | Methods for separating hydrocarbon gases | |
RU2731709C1 (en) | Low-temperature fractionation unit for deethanization of main gas with generation of lng | |
RU2791229C2 (en) | Installation for regasification of liquefied natural gas with production of liquefied hydrocarbon gases | |
US4526596A (en) | Process for recovering butane and propane from crude gas |